Состав и физические свойства природного газа

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

Уфимский  государственный нефтяной технический  университет 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 
 
 
 
 
 

РЕФЕРАТ

на тему: «Состав и физические свойства природного газа» 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил: студент  гр. АГ-08-01                                               ___________ М.Р. Маметалиев

Проверил: старший  преподаватель                                           ___________ Д.Ф. Ситдикова 
 
 
 
 
 

Уфа 2010г.

   Содержание

1. Введение………………………………………………………………….. 3
2. Состав и физические свойства природного газа………………………. 4
3. Список использованной литературы……………………………………10

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Введение

   Приро́дный  газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

    Природный газ относится к полезным ископаемым, одно из важнейших горючих ископаемых, занимающее ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств. Природный газ является важным сырьем для химической промышленности. В пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде.

   Энергетическая  и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нём  углеводородов. Очень часто в  месторождениях он сопутствует нефти. Разница в составе природного и попутного нефтяного газа имеется. В последнем, как правило, больше сравнительно тяжёлых углеводородов, которые обязательно отделяются, прежде чем использовать газ. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Состав  и физические свойства природного газа

   Природные углеводородные газы представляют собой  смесь предельных углеводородов вида С_nН_2n+2. Основную часть природного газа составляет метан CH₄ — до 98 %.

   В состав природного газа могут также входить  более тяжёлые углеводороды —  гомологи метана:

       - этан (C₂H₆),

       - пропан (C₃H₈),

       - бутан (C₄H₁₀),

   а также другие неуглеводородные вещества:

       - водород (H₂),

       - сероводород (H₂S),

       - диоксид углерода (СО₂),

       - азот (N₂),

       - гелий (Не)

   Чистый  природный газ не имеет цвета  и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют  небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах, так называемых одорантов. Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.

   Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.

   Природные газы подразделяют на следующие группы:

   1. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов.

   2. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные или попутные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанобутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

   3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов (С₅ + высш., С₆ + высш. и т.д.), из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.

   4. Газы  газогидратных залежей.

   Компонентный  состав и свойства отдельных компонентов  природного газа приведены в таблице 1.

Таблица 1. Основные свойства компонентов  природных газов  в стандартных  условиях.

 

   Во  многих случаях состав природных  углеводородных газов определяется не полностью, а лишь до бутана (С₄Н₁₀) или гексана (С₆Н₁₄) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток (или псевдокомпонент).

   Газ, в  составе которого тяжелые углеводороды  составляют не более 75 г/м³, называют сухим. При содержании тяжелых углеводородов более 150 г/м³ газ называют жирным.

   Газовые смеси характеризуются массовыми  или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси  необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность в килограммах на кубический метр или относительную плотность по воздуху.

   Молекулярная  масса М природного газа:

   

,

   где М  – молекулярная масса i-го компонента; x_i – объемное содержание i-го компонента, доли ед.

   Для реальных газов обычно М=16 – 20.

   Плотность газа ρ_г рассчитывается по формуле:

   

,

   где V_м – объем 1 моля газа при стандартных условиях.

   Обычно  ρ_г находится в пределах 0,73 – 1,0 кг/м³.

   Плотность газа в значительной степени зависит  от давления и температуры, и поэтому  для практического применения этот показатель неудобен. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху  ρ_г.в., равной отношению плотности газа ρ_г к плотности воздуха ρ_в, взятой при тех же давлении и температуре:

ρ_г.в. = ρ_г / ρ_в,

   Если  ρ_г и ρ_в определяются при стандартных условиях, то ρ_в = 1,293 кг/м³ и ρ_г.в. = ρ_г / 1,293.

   Плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 (для  метана) до 2,006 (для бутана) и выше.

   Вязкость  газа характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении. Она увеличивается при повышении температуры, давления и содержания углеводородных компонентов. Однако при давлениях выше 3МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа.

   Вязкость  нефтяного газа незначительна и  при 0^оС составляет 0,000131 пз; вязкость воздуха при 0^оС равна 0,000172 пз.

   Уравнения состояния газов используются для  определения многих физических свойств  природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами газа, описывающая поведение газа. Такими параметрами являются давление, объем и температура.

   Состояние идеальных газов в условиях высоких  давления и температуры определяется уравнением Клапейрона — Менделеева:

,

   где р — давление; V_и — объем идеального газа, N— число киломолей газа; R— универсальная газовая постоянная; Т — температура.

   Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клапейрона—Менделеева для реальных газов записывается в виде:

   pV = ZNRT,

   где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

   Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т. е. при одинаковых давлении и температуре):

   Z = V/V_и

   Значения  коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (рис.1). Для пользования графиком, необходимо знать, так называемые, приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру.

   Критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

   С приближением значений давления и температуры  к критическим свойства газовой  и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются.

   С появлением в системе двух и более компонентов  в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

   Для определения  коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением p_п.кр. и псевдокритической температурой Т_п.кр. Они определяются из соотношений:

   

,

    

,

   где р_кр. и Т_кр. – критические давления и температура i-го компонента; x_i – доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

   Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования  графиком Брауна, представляют собой  псевдокритические значения, приведенные  к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

   Р_пр. = р/р_п.кр.,

   Т_пр. = Т/Т_п.кр.,

   где р  и Т – конкретные давления и  температура, для которых определяется Z.

   Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

     

   Рисунок 1. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления р_пр. и температуры Т_пр. (по Г.Брауну).

 

   Список  использованной литературы

   1. Коршак А.А., Шаммазов А.М., Основы нефтегазового дела. Изд. «УГНТУ. Уфа. 2005г.

   2. Гиматудинов  Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1982г.